РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ "РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ДЕГАЗАЦИИ УГОЛЬНЫХ ШАХТ"

УТВЕРЖДЕНО приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 28 декабря 2023 г. N 498

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Руководство по безопасности "Рекомендации по дегазации угольных шахт" (далее - Руководство по безопасности) разработано в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Инструкция по аэрологической безопасности угольных шахт", утвержденных приказом Ростехнадзора от 8 декабря 2020 г. N 506 (далее - Инструкция по аэрологической безопасности угольных шахт).

Настоящее Руководство по безопасности не является нормативным правовым актом.

2. Руководство по безопасности рекомендовано для организаций, осуществляющих добычу угля (горючих сланцев) подземным способом (далее - угледобывающие организации), для работников организаций и их обособленных подразделений, занимающихся проектированием, строительством и эксплуатацией опасных производственных объектов угольной промышленности, на которых ведутся подземные горные работы (далее - шахта), конструированием, изготовлением, монтажом, эксплуатацией и ремонтом технических устройств, надзорных и контролирующих органов, профессиональных аварийно-спасательных служб или профессиональных аварийно-спасательных формирований (далее - ПАСС(Ф)), а также для работников организаций, деятельность которых связана с посещением шахт.

II. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ГАЗОНОСНОСТИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

3. Для определения количественных показателей газоносности в пределах метановой зоны, характеризующейся повышенным выделением, рекомендуется применять методы прямого и косвенного определения природной газоносности угольных пластов и вмещающих пород.

Метод прямого определения основан на применении специальных колонковых снарядов (керногазонаборников), которые позволяют отобрать пробы угля, пород и газа в их естественном соотношении и определить содержание газа в керне, близкое к природному.

Метод косвенного определения сводится к установлению газоносности угля или пород по их газоемкости, полученной лабораторным путем, для условий давления газа и температуры, замеренных в скважинах в угольном пласте или породном слое.

4. Газовый баланс выемочных участков по источникам газовыделения, в том числе из разрабатываемого пласта, рекомендуется определять по результатам газовой съемки, проводимой в горных выработках.

5. Природная газоносность угольного пласта, как правило, соответствует газовыделению из разрабатываемого пласта, отнесенному к одной тонне угля, в сумме с остаточной газоносностью угля, выдаваемого из лавы.

Природную газоносность угольных пластов рекомендуется рассчитывать по данным газообильности выработок действующих шахт по формулам прогноза метанообильности. К исходным данным рекомендуется принимать фактическую метанообильность действующих выработок.

6. Комплексный метод основан на использовании непрерывного газового каротажа выходящей из скважины промывочной жидкости. Газовым каротажем по скважине в разрезе пород выявляются газовыделяющие интервалы (угольные пласты и газоносные породы). По объему газа, вынесенного буровым раствором из интервала газосодержащих углей и пород, определяют количество газа, выделившегося при перебуривании одного метра углепородного массива. Определив объем газа, вынесенного буровым раствором из интервала угольного пласта, и остаточную газоносность угольного керна и шлама, рассчитывают по уравнению газового баланса природную газоносность угольного пласта.

7. На всех стадиях разведки угольных месторождений и участков определяется газоносность угольных пластов и вмещающих пород-коллекторов согласно пункту 440 Инструкции по аэрологической безопасности угольных шахт.

На поисковой стадии рекомендуется производить сбор, обобщение сведений о газоносности месторождения или участка и определять качественный состав природных газов в угольных пластах и вмещающих породах методом отбора проб в герметические сосуды - ориентировочное определение природной газоносности месторождения (наличие или отсутствие в угленосных отложениях метана на глубине, до которой производится оценка запасов).

На стадии предварительной разведки месторождений с наличием метана рекомендуется получить данные о газоносности исследуемой площади, достаточные для составления соответствующего раздела в технико-экономическом докладе о целесообразности детальной разведки.

Для этого рекомендуется установить:

общий характер качественного состава газов и газовую зональность;

глубину поверхности зоны метановых газов и общую качественную характеристику природной газоносности угольных пластов в зоне метановых газов;

возможное влияние геологических факторов на распределение газов в угольных пластах и вмещающих породах.

8. На стадии детальной разведки рекомендуется выполнить объем опробования угольных пластов месторождения (участка), достаточный для получения исходных данных о природной газоносности, на основании которых возможно составить прогноз ожидаемой газообильности горных выработок шахты с погрешностью, не превышающей 30%.

Для этого рекомендуется:

уточнить гипсометрическое положение поверхности зоны метановых газов с точностью ±50 м;

определить природную газоносность рабочих пластов в зоне метановых газов на всей площади месторождения (участка) с предельной погрешностью не более ±5 м/т, которая устанавливается сравнением со среднединамической величиной газоносности проб одного пластопересечения мощных пластов угля или со средней газоносностью тонких угольных пластов на данной глубине;

определить наличие горизонтов вмещающих пород-коллекторов и установить их газосодержание;

установить газосодержание подземных вод водоносных горизонтов, оказывающих значительное влияние на газообильность горных выработок;

изучить влияние геологических факторов на распределение газа и установить количественные зависимости, дать прогноз газоносности с учетом выявленного влияния геологических факторов на возможные региональные и локальные изменения газоносности.

9. При доразведке полей действующих шахт дополнительное опробование угольных пластов на газоносность рекомендуется проводить в случае, если нет условий, позволяющих применять горностатистический метод прогноза газообильности горных выработок, а именно при:

отсутствии данных о газообильности горных выработок на отработанных и действующих горизонтах шахты, а также по соседним шахтам;

вскрытии первого горизонта в зоне метановых газов;

вскрытии новых пластов;

изменении системы разработки или способов управления метановыделением;

отсутствии аналогии геологических условий действующих горизонтов с разведываемыми;

наличии в пределах шахтного поля значительных тектонических нарушений.

10. При повышенной углекислотообильности (более 5 м/т добычи угля) рекомендуется выявлять источники поступления углекислого газа, для чего рекомендуется использовать результаты подземных газовых съемок и исследования подземных и шахтных вод.

11. При реконструкции действующих шахт с прирезкой новых площадей и пластов на расстоянии по вертикали от горных работ более 200 м при пологих и более 300 м при крутых пластах, а также на расстоянии более 2000-3000 м от действующих горных работ изучение природной газоносности основных рабочих угольных пластов рекомендуется производить в соответствии с требованиями детальной разведки.

12. При опробовании керногазонаборниками угольных пластов число проб, отбираемых из одного пласта, рекомендуется определять по таблице N 1.

Таблица N 1 - Объем опробования угольных пластов на газоносность в зависимости от их мощности

РЕКОМЕНДАЦИИ ПРИ ОПРОБОВАНИИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ НА ГАЗОНОСНОСТЬ

13. Опробование угольных пластов на газоносность рекомендуется производить в присутствии комиссии, в состав которой включаются буровой мастер, геолог по изучению газоносности. Состав комиссии может определяться главным инженером шахты.

14. Отбор проб угля, намеченных для определения газоносности, рекомендуется производить одинарной или двойной колонковой трубой или специальным колонковым снарядом-керногазонаборником.

Перед перебуриванием угольного пласта скважину рекомендуется полностью очистить от породного керна, буровой мелочи и шлама во избежание истирания угля при бурении и засорения керногазонаборника шламом.

Пробы рекомендуется отбирать в виде кусков кернов:

для изучения физико-механических свойств - длиной 30-40 см (или три образца длиной по 15 см);

для изготовления шлифов - 5 см;

для определения общей и открытой пористости - до 10 см.

15. Каждую пробу, направляемую в лабораторию, рекомендуется маркировать своим номером.

Рекомендуемый состав лабораторных работ: дегазация проб, химический анализ извлеченного газа, изготовление шлифов, аншлифов-брикетов, подготовка образцов и определение основных показателей коллекторских свойств (для углей - общая пористость, кажущаяся и действительная плотность, сорбционная газоемкость, трещиноватость, прочность). Пробы угля, пород и жидкости (промывочная жидкость, шахтные и самоизливающиеся из скважин воды), направляемые в лабораторию для определения их газосодержания, и пробы газа принимаются в керноприемниках и пробоотборниках при отсутствии видимых дефектов (плохо пригнанных крышек и пробок, пробоин в шлангах). В лабораториях рекомендуется организовывать учет поступивших проб с присвоением каждой пробе лабораторного номера.

16. Перед постановкой керноприемника на дегазацию рекомендуется предварительно определять количество керна в нем с помощью дефектоскопа.

Перед дегазацией проб, отобранных в керноприемники, в последних рекомендуется измерять газовое давление мановакуумметром.

Дегазацию проб, отобранных в керноприемники и сосуды для жидкости, рекомендуется производить на дегазационной установке, предназначенной для извлечения газа из проб углей.

17. При наличии избыточного газового давления в керноприемниках пробы рекомендуется дегазировать в следующем порядке:

собирается газ, выделяющийся при комнатной температуре;

собирается газ, выделяющийся при термовакуумной дегазации проб, с нагревом в водяной ванне до 60-90°С при вакууме с остаточным давлением 5-10 мм рт.ст.;

пробы полуантрацитов и антрацитов, а также пород для полного извлечения газа подвергаются дроблению с последующей дегазацией.

18. Дегазацию жидкости рекомендуется производить в горизонтальной бюретке при вакууме с остаточным давлением 5-10 мм рт.ст. при нагревании до 60-90°С.

Дегазацию проб можно считать законченной, когда при нагреве до 60-90°С под вакуумом с остаточным давлением 5-10 мм рт.ст. из нее за 1 час выделится 10-15 см газа, что составит не более 1% извлеченного газа.

19. Угольные керны рекомендуется сдавать на технический анализ раздельно. Также рекомендуется сдавать на технический анализ шлам и случайные обломки породы, так как учитывается вся органическая масса, из которой выделяется газ.

20. Анализ извлеченного газа для определения основных компонентов: углекислого газа, кислорода, водорода, метана и его гомологов, азота и редких газов - рекомендуется производить на газоаналитических аппаратах по применяемым лабораторией методикам.

Объемы газов, извлеченных из газосборника и керноприемника, приводятся к следующим условиям (760 мм рт.ст. и 20°С):

,                                                                    (1)

где - объем извлеченного газа, см;

K' - коэффициент перерасчета для приведения газа к нормальным условиям.

Определяются объемы компонентов, см, по объемам , и данным газового анализа:

,                                                                  (2)

где - содержание компонента, %.

Определяются общие объемы каждого компонента (в случае поэтапной дегазации пробы с раздельным анализом газов):

.                                                             (3)

Рассчитывается газосодержание соответствующего компонента на 1 г пробы, см/г:

,                                                                    (4)

где M - масса пробы, г.

Рассчитывается газосодержание каждого компонента на 1 г сухой беззольной массы пробы, см/г с.б.м.: